Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками

Авторы патента:

E21B47/10 - определение места оттока, притока или колебаний жидкости

Владельцы патента RU 2766482:

Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений нефти с перетоками воды и/или нефти из разных уровней. Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти в продуктивном пласте, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин. Проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению перетока воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами. При строительстве скважин залежи отбирают керны. Исследованиями кернов из выбранных скважин, находящихся на участке обводнения, в лабораторных условиях определяют интервал необходимых давлений и времени такого воздействия, при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта. Гидродинамическими расчетами определяют интервал давлений и время воздействия для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением, в каждой из выбранных скважины производят интенсивный отбор пластовой жидкости в соответствии с расчетными интервалами давлений с последующей выдержкой времени для воздействия необходимым давлением для обеспечения ликвидации трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, без ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта. После чего нагнетательные скважины переводят под закачку воды, а добывающие – под отбор нефти. Технический результат заключается в упрощении способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками за счёт ликвидации перетоков из одного пласта в другой при помощи только гидродинамического воздействия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений нефти с перетоками воды и/или нефти из разных уровней.

Известен способ оптимизации добычи из законченных скважин в продуктивном пласте (патент RU № 2274747, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2006. Бюл. № 11), имеющих множество перфорированных интервалов скважины, посредством анализа имеющихся данных о добыче и данных геофизических исследований в эксплуатируемой скважине, обеспечивающий процедуру количественного анализа характеристик пласта и трещин с использованием данных о смешанном пласте, содержащий этапы, при которых:

а) осуществляют измерение значений давления для заранее заданных зон в пласте;

б) осуществляют выбор процедуры вычисления профиля распределения давления;

в) вычисляют значения давления в средней зоне ствола скважины с использованием процедуры вычисления профиля распределения давления;

г) осуществляют сравнение вычисленных значений давления в средней зоне ствола скважины с измеренными значениями давления;

д) осуществляют построение модели давления пластовых флюидов у забоя скважины на основе процедуры вычисления профиля распределения;

е) осуществляют сравнение вычисленных значений давления с данными о предыстории протекания процесса; и

ж) осуществляют определение и выбор процесса повторного закачивания скважины для получения максимального объема добычи в каждой зоне.

Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости проведения расчетов с последующей сверкой с практическими данными и снижение эффективности со временем из-за отсутствия постоянного контроля изменения параметров пласта и его продукции, при этом не решается проблема наличия перетоков из одного пласта в другой.

Известен также способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU № 2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008. Бюл. № 7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за необходимости восстановления пластового давления в добывающих скважинах до начального значения со снижением обводненности продукции, что на многих месторождения без повышения обводненности продукции невозможно, при этом не решается проблема наличия перетоков из одного пласта в другой.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками (патент RU № 2720848, МПК Е21В 43/12, опубл. 13.05.2020. Бюл. № 14), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, при этом при наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной, причем добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта.

Недостатками данного способа являются необходимость выделение из скважинного фонда части скважин для вскрытия непродуктивного водоносного пласта и высокие не продуктивные затраты на откачку жидкости из водоносного пласта из-за этом не решённой проблема наличия перетоков из одного пласта в другой, что приводит к большим непроизводственным затратам на освоение залежи.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющим сократить непроизводственные затраты за счёт ликвидации перетоков из одного пласта в другой при помощи только гидродинамического воздействия.

Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти в продуктивном пласте, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника и участка обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению перетока воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами.

Новым является то, что при строительстве скважин залежи отбирают керны, исследованиями кернов из выбранных скважин, находящихся на участке обводнения, в лабораторных условиях определяют интервал необходимых давлений и времени такого воздействия, при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта, гидродинамическими расчетами определяют интервал давлений и время воздействия для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением, в каждой из выбранных скважины производят интенсивный отбор пластовой жидкости в соответствии с расчетными интервалами давлений с последующей выдержкой времени для воздействия необходимым давлением для обеспечения ликвидации трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, без ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта, после чего нагнетательные скважины переводят под закачку воды, а добывающие под отбор нефти.

Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками реализуется в следующей последовательности.

При строительстве скважин по любой из известных сеток во время бурения из исследовательских скважин, равномерно покрывающих всю залежь, отбирают керны и после систематизации складывают в кренохранилищах. После пуска в работу скважин производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти в продуктивном пласте залежи. По результатам сравнительного анализа динамики добычи жидкости и ее обводненности выявляют скважины, добывающие избыточную воду. Проводят работы исследования участка обводнения со сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт по уточнению источника обводнения продукции при межпластовых перетоках. Проводят в лабораторных условиях исследования кернов с участка обводнения (кернов с перемычки, через которую проходят перетоки воды из водоносного пласта в продуктивный пласт, и коллектора продуктивного пласта) и анализ полученных данных. Из этого анализа разрабатывают мероприятия на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению перетока воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами, а именно интервал необходимых давлений и времени такого воздействия, при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которой происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта. С учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки производят гидродинамические расчеты (в том числе с использованием автоматизированных комплексов), определяя интервал давлений и время воздействия для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением. В каждой из выбранных скважины производят интенсивный отбор пластовой жидкости в соответствии с расчетными интервалами давлений с последующей выдержкой времени для воздействия необходимым давлением для обеспечения ликвидации трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, без ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта. После чего на этом участке нагнетательные скважины переводят под закачку воды, а добывающие – под отбор нефти.

Пример конкретного выполнения

Для Заволжской залежи Республика Татарстан (РТ), разбуренной по прямоугольной сетке скважин, определил 7 добывающих скважин с обводненностью продукции 93 % (примерно на 20 % выше, чем средняя обводненность по залежи – 71 %). Провели работы исследования участка обводнения со сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на основе маркерных и геохимических исследований определили интервал (глубина) из которой поступает вода в залежь - вода поступает из данково-лебедянских водоносных пропластков, расположенных на 45 метров ниже продуктивной залежи, по вертикальным трещинам в перемычке, разделяющих их от продуктивного пласта залежи. Также определили участок обводнения залежи по анализу гидродинамического влияния на скважины, в выбранные скважины кроме 7 нагнетательных скважины в состав вошли 12 нагнетательных скважин. Провели в лабораторных условиях исследования кернов с участка обводнения и анализ полученных данных, из которого определили интервал необходимых давлений (необходимо снижение давления на 5 МПа ниже пластового давления – 7 МПа) и времени такого воздействия (не менее 30 мин – 0,5 ч), при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которой происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта. С учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки произвели гидродинамические расчеты, определив интервал давлений (необходимо снижение давления в скважине на 6 МПа + 5% ниже пластового давления – 7 МПа) и время воздействия (не менее 45 мин – 0,75 ч) для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением. Все выбранные скважины (19 скв.) оснастили частотно-регулируемыми электропогружными насосами (ЧЭЦН), которые одновременно запустили в работу, интенсивным отбором снизив уровень жидкости в каждой из скважин на 600-630 м. После чего ЧЭЦН перевели на удержание уровня жидкости в выбранных скважинах в течение 1 ч. По завершению работ из всех 19 скважин извлекли ЧЭЦН, 12 нагнетательных скважин перевели под закачку воды, а 7 добывающих скважин - под отбор нефти. После такого гидродинамического воздействия обводненность продукции в выбранных добывающих скважинах снизилась в до 69 %, скважинный фонд, вовлеченный в добычу нефти, остался неизменным, причем не требуя никаких дополнительных финансовых и энергетических затрат на ликвидацию перетоков воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами на этом участке пласта залежи. То есть полностью исключаются непроизводственные затраты.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками позволяет сократить непроизводственные затраты за счёт ликвидации перетоков из одного пласта в другой при помощи только гидродинамического воздействия.

Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти в продуктивном пласте, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника и участка обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению перетока воды через перемычку между водоносным и нефтяным пластами, отличающийся тем, что при строительстве скважин залежи отбирают керны, исследованиями кернов из выбранных скважин, находящихся на участке обводнения, в лабораторных условиях определяют интервал необходимых давлений и времени такого воздействия, при которых происходит ликвидация трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, но при этом не ухудшаются свойства коллектора продуктивного пласта, гидродинамическими расчетами определяют интервал давлений и время воздействия для каждой из выбранных скважин для оказания воздействия на перемычку необходимым давлением, в каждой из выбранных скважины производят интенсивный отбор пластовой жидкости в соответствии с расчетными интервалами давлений с последующей выдержкой времени для воздействия необходимым давлением для обеспечения ликвидации трещин в перемычке, по которым происходят перетоки воды, без ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта, после чего нагнетательные скважины переводят под закачку воды, а добывающие – под отбор нефти.

Изобретение относится к способам заканчивания скважин. Заявлен способ для использования при установке узла для заканчивания скважины в ствол скважины за один спускоподъемный рейс в ствол скважины.

Система и способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением // 2764056

Группа изобретений относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для проведения измерений основных параметров потока добываемого флюида в рабочих условиях во время добычи. Система содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида, и по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, подключенное к линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида.

Скважинный клапан с управляемым электроприводом // 2761913

Изобретение относится к нефтегазовой сфере, в частности - для добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатируемых одного или одновременно нескольких нефтегазоносных пластов, в качестве системы, измеряющей или регистрирующей основные параметры потока флюида, а также управляющей дебитом посредством изменения площади проходного канала.

Устройство и способ для измерения дебита нефтяных скважин // 2761074

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Способ измерения дебита газоконденсатной скважины // 2760858

Изобретение относится к области измерения расхода многокомпонентных газожидкостных потоков, а именно к способу измерения дебита газоконденсатной скважины, и может быть использовано в сфере обслуживания газоконденсатных скважин. Техническим результатом является обеспечение упрощенного измерения расхода компонентов нестабильного газового конденсата с использованием единого параметра идентификации компонента.

Способ повышения эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта // 2759143

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как способ отбора жидких углеводородов и закачки вытесняющих агентов, например воды, углекислого газа, водогазовых смесей, теплоносителей и др., при организации гидродинамического воздействии на пласт с целью достижения максимального эффекта от изменения кинематики потоков в системе скважин.

Способ локализации остаточных запасов на основе комплексной диагностики и адаптации ггдм // 2757848

Изобретение относится к способу локализации остаточных запасов и направлено на определение степени выработанности пластов нефтяных месторождений за счет выявления застойных, не охваченных процессами фильтрации, зон. Способ включает: определение фонда скважин, расположенных на одном участке месторождения.

Устройство для мониторинга и эксплуатации скважин // 2757622

Изобретение относится к горной и нефтегазовой отраслям промышленности и может быть использовано при эксплуатации и тестировании горизонтальных скважин для исследования реальных фильтрационных потоков продуктивного пласта. Устройство для мониторинга и исследования скважин, закрепленное на участках базовой трубы, содержит цилиндрический корпус, выполненный в виде кожуха, представляющего собой стальную перфорированную трубу со сквозными отверстиями.

Способ сбора и передачи данных, применяемых для расчета параметров многофазного потока продукции нефтяных и газовых скважин // 2756138

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. По способу осуществляют дифференцирование измерительных и вспомогательных устройств по четырем структурным уровням, выделяемым по функциональному назначению элементов, и передают цифровые данные по защищенным протоколам передачи данных.

Система заканчивания скважины // 2754903

Изобретение относится к системе заканчивания скважины. Техническим результатом является обеспечение осуществлять мониторинг в скважине в течение более длительного промежутка времени.

Способ (варианты), система и машиночитаемый носитель для определения доли пластового флюида в смеси флюидов // 2773670

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для раздельного учета продукции при совместной эксплуатации нескольких пластов. Для осуществления способа определения доли пластового флюида в смеси флюидов получают по меньшей мере одну пробу индивидуального пластового флюида из по меньшей мере двух разных пластов. Подготавливают калибровочные смеси путем смешения индивидуальных пластовых флюидов разных пластов в различных соотношениях. Определяют углеводородный состав полученных калибровочных смесей. Устанавливают взаимосвязи между содержанием индивидуальных пластовых флюидов в калибровочных смесях и полученными данными об углеводородном составе калибровочных смесей с использованием метода многомерной регрессии. Получают пробу исследуемого флюида и определяют её углеводородный состав. Определяют доли каждого индивидуального пластового флюида по полученным данным об углеводородном составе пробы исследуемого флюида и по установленной взаимосвязи между содержанием индивидуальных флюидов в калибровочных смесях и углеводородным составом калибровочных смесей. По второму варианту получают по меньшей мере три пробы индивидуального пластового флюида. Предложена система и машиночитаемый носитель для определения доли пластового флюида в смеси флюидов. Достигается технический результат – повышение точности определения содержания доли каждого пластового флюида в смеси двух и более флюидов, а также повышение надёжности различимости углеводородных флюидов в смеси, которые относятся к разным пластам/месторождениям. 4 н. и 47 з.п. ф-лы, 11 ил., 6 табл.